Les progrès technologiques permettent la production de champs d'huile et de gaz en mer par des profondeurs de plus en plus importantes (3 m). Les investissements liés à ces activités offshore sont évalués à 1 G$ par an, soit le cinquième des investissements réalisés dans l'exploration et le développement pétrolier mondial. La crise économique de fin 28 ainsi que l'accident du puits de Macondo sont cependant venus perturber momentanément cette course à l'offshore profond. On recense quelques mises en production en Azerbaïdjan et au Venezuela entre 192 et 193, mais l'extraction d'hydrocarbures à grande échelle en offshore a réellement démarré dans les années 5 dans le golfe du Mexique. Les plates-formes étaient situées sur les côtes du Texas par quelques dizaines de mètres d'eau et n'avaient pour fonction que de supporter la tête de puits. Suite au premier choc pétrolier de 1973, il est devenu indispensable aux gouvernements, notamment européens, de renforcer leur indépendance énergétique face aux nationalisations des champs du Moyen-Orient et d' du Nord et à l'envolée du prix du baril. Les pays bordant la mer du Nord, comme le Royaume-Uni et la Norvège, ont donc commencé à développer leurs réserves par des profondeurs de 1 à 15 m d'eau. Actuellement, les grandes compagnies sont des opérateurs particulièrement actifs en matière de développement offshore. En raison des difficultés croissantes qu'elles ont pour accéder à de nouvelles réserves conventionnelles, elles se tournent vers des développements plus complexes comme l'offshore profond pour assurer leur croissance et l'augmentation de leur production. Le maintien du prix du baril à un niveau élevé permet le recours à des technologies plus avancées et coûteuses, nécessaires au développement de ces prospects. Il faut également souligner le rôle très important joué par Petrobras, en particulier dans l'offshore brésilien. Les réserves et la production d'hydrocarbures offshore Les zones en mer représentent en 21 près de 65 milliards de barils équivalent pétrole (Gbep) (figure 1), soit 2 % des réserves mondiales de pétrole découvertes et restantes. Pour le gaz, elles concentrent 25 % des réserves découvertes et 28 % des réserves restantes. L'offshore représente donc pour les compagnies pétrolières un enjeu incontournable, mais aussi de multiples défis technologiques, compte tenu des profondeurs d'eau et des hautes pressions rencontrées. En 21, l'offshore a fourni 23,6 millions de barils par jour (Mb/j) de pétrole, soit 3 % de la production mondiale, et 2,4 milliards de mètres cubes par jour (Gm 3 /j) de gaz, soit 27 % de la production mondiale (figure 2). Cette part est encore plus importante pour les pays non-opep. Après la crise économique et financière de 28, la baisse de la demande mondiale en hydrocarbures a été suivie par une baisse de la production offshore de pétrole de 6 % par rapport à 21. En 28, la production de pétrole offshore était de 25 Mb/j. Comparativement, la production offshore de gaz n'a baissé que plus tardivement, en 29, de 2,4 % par rapport à 21. Deux zones représentent plus de 2 % de la production mondiale de pétrole offshore : le Moyen-Orient (22 %) dont la production est située principalement dans des faibles profondeurs d'eau (moins de 2 m) et l' de l'ouest (2 %) avec le Nigeria, l'angola et maintenant le Ghana (figure 3). L', avec la mer du Nord et ses champs matures, représente encore 17 % de la production mondiale en mer. L' du Sud, avec 16 % de la production mondiale, devrait voir sa part augmenter fortement dans les années à venir compte tenu des énormes investissements réalisés pour le démarrage des grands champs brésiliens sub-salifères comme Lula.
Fig. 1 Évolution des réserves offshore de pétrole et de gaz en Gbep Fig. 3 Répartition mondiale de la production de pétrole offshore 7 6 5 Réserves restantes de liquides offshore Réserves restantes de gaz offshore 2 % Asie-Pacifique 2 % Russie CEI 4 % 17 % 4 3 2 du Nord 8 % Extrême- Orient 11 % 1 195 1953 1956 1959 1962 1965 1968 1971 1974 1977 198 1983 1986 1989 1992 1995 1998 21 24 27 21 Moyen-Orient 22 % latine 16 % Sources : IFP Energies nouvelles (IFPEN), IHS energy Fig. 4 Répartition mondiale de la production de gaz offshore Fig. 2 Évolution des productions offshore de pétrole et de gaz en Gbep annuel 16 14 12 Production annuelle de liquides offshore Production annuelle de gaz offshore du Nord 8 % 11% Asie-Pacifique 5 % Russie CEI 2 % 24 % 1 Moyen-Orient 15 % 8 6 4 2 latine 11 % Extrême-Orient 24 % 195 1953 1956 1959 1962 1965 1968 1971 1974 1977 198 1983 1986 1989 1992 1995 1998 21 24 27 21 Sources : IFPEN, IHS energy En matière de production de gaz (figure 4), l' avec la mer du Nord, reste, malgré la baisse de production, le premier contributeur offshore, à égalité avec l'extrême- Orient. Le Moyen-Orient représente 15 % de la production, mais cette part pourrait augmenter avec les récents développements au large d'israël et les gros efforts d'exploration dans la région méditerranéenne Est (offshore au Liban, en Syrie, à Chypre et en Égypte). Le développement de l'offshore profond et ultraprofond Nous appellerons ici offshore profond les zones situées par plus de 1 m d'eau et ultraprofond celles au-delà de 1 5 m d'eau. Les progrès technologiques en matière d'exploration, notamment l'imagerie sous des formations qui généralement font écran (sel, basalte, etc.), ou en géologie complexe, ont rendu possible la mise à jour de nouvelles réserves offshore (figure 5). Ces découvertes sont cependant de tailles de plus en plus modestes et à des profondeurs d'eau de plus en plus 2
Fig. 5 Évolution depuis 194 de la profondeur d'eau des forages d'exploration et de développement Profondeur d'eau (mètres) 3 657,4 3 352,6 3 47,9 2 743,1 2 438,2 2 133,4 1 828,7 1 523,9 1 219,1 914,4 69,8 34,8 194 195 Source : Offshore Magazine 211 Puits d exploration Record 3 61 m États-Unis, golfe du Mexique Puits sous-marin Puits à partir d une plate-forme flottante Présent 196 197 198 199 2 21 211 Record 2 984 m États-Unis, golfe du Mexique, Tabago Record 2 414 m Independence Hub, Anadarko 22 grandes. Leur mise en développement représente un défi à la fois technologique et économique. Il est technologiquement possible de forer des puits par 3 m d'eau pour atteindre des réservoirs très enfouis. Les coûts de forage sont de plusieurs dizaines de millions de dollars. En termes de nombre de découvertes et de futures réserves, 45 nouveaux champs ont été découverts dans le monde par plus de 1 m d'eau, dont 38 % dans le golfe du Mexique aux États-Unis, 18 % au Brésil, 26 % dans le golfe de Guinée (Angola, Nigeria, Congo Brazzaville, Guinée, Ghana) et 13 % dans la zone Asie-Pacifique (Australie, Inde, Malaisie, Indonésie, Chine). Des découvertes ont aussi été réalisées en Norvège, en Égypte, en Israël, à Trinidad & Tobago, au Canada et au Groenland. En 28, les réserves d'huile découvertes par plus de 1 m de profondeur d'eau sont estimées à 72 Gb. Elles représentent de l'ordre de 4 % des réserves mondiales. Quatre pays représentent 9 % de ces réserves (figure 6) : le Brésil, les États-Unis, l'angola et le Nigeria. Les 2,7 Tm 3 de réserves de gaz découvertes par plus de 1 m d'eau sont situées dans sept pays (figure 7) : l'australie (4 %), l'inde, les États-Unis, l'indonésie et le Nigeria avec 8 à 1 % chacun, puis la Chine et le Brésil avec 5 % chacun. La production de pétrole par plus de 1 m d'eau est estimée à 3,2 Mb/j en 28, soit 3 % de la production mondiale. Elle est localisée pour près de la moitié en de l'ouest. La production de gaz par plus de 1 m d'eau représente moins de 2 % de la production mondiale et est aujourd'hui majoritairement localisée aux États-Unis. L'Australie devait démarrer la production de gaz par plus de 1 m d'eau en 211 et devrait devenir dans les années à venir un acteur majeur compte tenu de l'importance de ses réserves. Si l'on considère la production d'huile et de gaz par tranches de 5 m d'eau, on constate entre 25 et 21 une accélération de la production en offshore profond (entre 1 et 1 499 m) et ultraprofond (> 1 5 m). Les volumes produits ont été respectivement multipliés par 3 et 3,5, alors que la production entre 5 et 1 m d'eau n'a progressé que d'un facteur deux. Dans le futur, cette tendance devrait se poursuivre. La source d'information Infield (figure 8) donne une croissance de la production entre 21 et 215 encore plus optimiste pour l'ultraprofond, avec une multiplication par 4,5, contre 2 pour le reste de l'offshore. Fig. 6 Répartition géographique de la production d'huile par plus de 1 m d'eau Brésil 22 % États-Unis 25 % Malaisie 4 % Inde 1 % Côte d Ivoire 1 % Nigeria 14 % Angola 33 % 3
Fig. 7 Répartition géographique de la production de gaz par plus de 1 m d'eau Brésil Malaisie Angola 6 % 3 % 3 % Nigeria 1 % du Moyen-Orient, à égalité avec celle de la Russie et des anciennes républiques soviétiques. Fig. 9 Répartition géographique de la flotte mondiale d'appareils de forage en mer du Sud 12 % 7 % États-Unis 87 % du Nord 26 % Asie- Pacifique 29 % Fig. 8 Production de pétrole et de gaz par tranche d'eau de 5 m en milliers de bep/j 18 16 14 12 1 8 6 4 2 5-999 m 1-1499 m > 15 m 1985 1992 1997 22 27 212 Source : Infield Moyen-Orient 1 % 16 % En septembre 211, le monde comptait une flotte d'appareils de forage en mer de 1 32 unités (jack-up, platesformes, submersibles, bateaux de forage, etc.) dont 76 étaient en cours de forage dans le monde (figure 9), soit un taux d'utilisation de 58 % (figure 1). La crise de 28-29 a marqué un recul de l'activité et une baisse du taux d'utilisation de ces appareils de 15 % par rapport à 28. Fig. 1 Taux d'utilisation des appareils de forage par zone géographique 4 35 7 Taux d utilisation en % 46 89 66 38 7 Rigs sous contrat Flotte de rigs Le forage en mer dans le monde 3 25 Sur les 116 puits forés dans le monde en 211, 3 4 sont forés en mer, soit 3 %. Le niveau d'activité avant la crise était en 28 de 3 5 forages. 2 15 L'Asie du Sud-Est compte pour près de la moitié de l'activité mondiale et la Chine seule pour 13 %, à égalité avec la mer du Nord. L' avec les développements du golfe de Guinée concentre 11 % de l'activité. L' latine, avec l'essor de l'offshore brésilien, a actuellement une activité comparable à celle du golfe du Mexique, soit 9 % de part mondiale. Vient ensuite l'activité 1 5 Asie- Pacifique Sources : IFPEN, Rigzone, septembre 211 Moyen- Orient du Nord du Sud 4
Aujourd'hui, toutes régions confondues, les taux de location restent très en dessous de ceux d'avant la crise de 28-29. On observe cependant une stabilisation et une reprise globale des taux de location de jack-up (+ 1 %), alors que les taux de location pour l'offshore profond et les semi-submersibles reculent de 1 %. À court terme pour 212, avec l'intensification de l'activité d'exploration production offshore, les taux de location des rigs devraient se raffermir. Le marché du forage offshore est estimé en 211 à 38 G$, il est relativement stable par rapport à 21. La construction offshore dans le monde La production en mer provient de 17 plates-formes en opération et il se construit chaque année plus de 4 supports de production (plates-formes fixes, flottantes et sous-marines). Depuis 25, le nombre de constructions offshore a suivi une croissance moyenne de 15 % par an. La crise financière et économique s'est principalement traduite par une pause de l'activité en 21 et une modération de la croissance des projets à venir qui est passée, après 28, à moins de 5 % par an. Mais l'année 211 devrait voir une nouvelle hausse du nombre global de constructions (figure 11). Fig. 11 Types de constructions offshore sur 26-211 5 4 Plates-formes fixes Plates-formes flottantes Installations sous-marines + 18 % Les plates-formes flottantes regroupent ici à la fois les semi-submersibles et les FPSO (Floating Production Storage and Offloading), et ne représentent que 1 % des constructions offshore mondiales. Les installations sous-marines (subsea) permettent de relier les têtes de puits d'un champ éloigné à un support de production existant par un raccord sous-marin. Depuis 26, leur utilisation a été multipliée par trois. Elles sont particulièrement utilisées pour le développement de champs satellites proches de plates-formes de production existantes. Elles permettent aussi de mutualiser les coûts pour de grands développements régionaux où une seule structure flottante est alors au service de plusieurs champs de grandes tailles. Le marché de la construction offshore a doublé entre 25 et 28, et est passé de 27 G$ à plus de 5 G$. La crise de 29 a cassé cette dynamique, avec successivement deux années de baisse de 4 et 2 %. Le marché est estimé en 211 à 56G$; il est comparable au chiffre d'affaires d'avant la crise. L'offshore profond français Avec plus de 11 millions de km 2, la zone économique exclusive (ZEE) française fait partie des plus grandes du monde. Elle se déploie sur de nombreux océans, avec des contextes géologiques très variés. Les zones aux meilleurs prospects sont la Guyane, Saint-Pierre et Miquelon, la Nouvelle-Calédonie et la Terre Adélie (figure 12). Pour la métropole, la partie profonde du golfe du Lion pourrait présenter un potentiel pétrolier et gazier. 3 2 + 2 % Fig. 12 Potentiel pétrolier de l'offshore profond français 1 + 4 % Saint-Pierre re et Miquelon Golfe du Lion 26 27 28 29 21 211 (e) Sources : IFPEN, Offshore Construction Locator Guyane Nouvelle-Calédonie Les plates-formes fixes sont utilisées pour les profondeurs d'eau inférieures à 3 m et représentent plus de 5 % des constructions offshore. Ce type de plates-formes est particulièrement utilisé en Asie-Pacifique et au Moyen-Orient. Terre Adélie 5
Le potentiel de l'offshore profond guyanais était subodoré depuis les années 9. Cependant, la découverte de Jubilee au large du Ghana (système géologique proche de celui des côtes du nord-est de l' latine) a relancé l'intérêt pétrolier du secteur tant pour la qualité du système pétrolier que pour la taille des gisements à découvrir. Cet intérêt a été confirmé en septembre 211 avec la découverte d hydrocarbures par Tullow sur le permis de Guyane Maritime. Total possède une participation de 25 % dans ce permis opéré par Tullow. Localisé à environ 15 km au nord-est de Cayenne, le puits GM-ES-1 a été foré par un peu plus de 2 m de profondeur d eau et atteint actuellement une profondeur de 5 711 m sous le niveau de la mer. Compte tenu de l'importance de la structure découverte et de la possibilité de découvrir de nouveaux champs similaires, l'offshore guyanais revêt sur le plan des hydrocarbures un intérêt nouveau. De même, le golfe du Lion apparaît aujourd'hui comme plus attractif qu'il y a quelques années. Il profite des similitudes géologiques des découvertes majeures de Tamar et Leviathan faites au large d'israël et du Liban, ainsi que des succès de l'exploration infra-salifère au large du Brésil et dans le golfe du Mexique. En ce qui concerne la Nouvelle-Calédonie, son potentiel pétrolier reste encore totalement à définir. Quand à la Terre Adélie, elle semble montrer un potentiel pétrolier certain, mais aucune exploration ou exploitation pétrolière n'est envisageable à ce jour, compte tenu du Traité de l'antarctique. Les conséquences sur l'industrie pétrolière offshore de la catastrophe du puits Macondo Le 22 avril 21, la plate-forme d'exploration Deepwater Horizon sombrait, suite à une explosion et un incendie à bord, liés au dysfonctionnement du système de sécurité BOP (Blow Out Preventer). Une fuite de pétrole estimée à plus de 5 barils par jour provoquait la formation d'une nappe de pétrole s'étalant sur 2 km 2. La catastrophe a conduit à un moratoire sur les forages offshore profonds, à un réexamen des procédures d'allocation de permis, et un renforcement des contraintes techniques pour le forage grande profondeur d'eau et haute pression. Le Brésil et la Norvège ainsi que d'autres pays ayant une activité en offshore profond ont également revu leurs conditions d'octroi des permis. Les effets du moratoire ont continué à se faire sentir en 211. L'activité de forage n'a repris que lentement depuis février. Entre février et juillet, le rythme de délivrance des permis de forage était deux fois plus faible qu'en 29. Cependant, l'activité devrait reprendre en 212, avec notamment l'attribution en décembre 211 de nouveaux permis d'exploration dans la partie offshore profonde du golfe du Mexique. Perspectives et investissements à venir On estime à 28 Gbep les nouvelles réserves d'huile et de gaz qui seront développées en offshore profond entre 211 et 215. Ces développements nécessiteront, selon Infield, 21 G$ d'investissements répartis comme suit : conduites et réseaux d'écoulement (38 %), complétions sousmarines (36 %) et plates-formes (2 %). Ce montant est en augmentation de 6 % par rapport à la période 26-21. Pour donner un ordre de grandeur, 1 3 puits sous-marins sont programmés entre 211 et 215. L'essentiel des développements prévus est concentré sur trois régions : l', le Brésil et le golfe du Mexique. L' recevra le tiers des investissements sur la période 211 à 215, soit 7 G$, en particulier pour le développement du grand pipeline en offshore profond entre l'algérie et l'italie, mais aussi pour le développement du système de production flottant du champ Egina de Total en de l'ouest. Viennent ensuite l' latine avec 5 G$ et l' du Nord avec un montant équivalent. Six opérateurs concentreront 75 % des investissements sur 211-215, soit 15 G$ ; il s'agit par ordre d'importance de Petrobras, Total, Chevron, BP, Shell et ExxonMobil. En conclusion représentent aujourd'hui un réel potentiel de réserves et de production. La récente découverte de l'offshore guyanais le confirme. 6
Dans les années à venir, ce sont les développements en offshore profond et ultraprofond qui devraient représenter l'essentiel de la croissance de la production pétrolière et gazière en mer. L'augmentation des tranches d'eau se traduira par une augmentation des investissements. Plus de 1 G$ par an seront dépensés. Les défis technologiques posés nécessiteront des travaux de recherche et développement importants, auxquels les grands acteurs pétroliers et parapétroliers, notamment français, continueront de contribuer. Sylvain Serbutoviez sylvain.serbutoviez@ifpen.fr Manuscrit remis en décembre 211 Voir aussi : Les investissements en exploration-production et raffinage en 211 sur le site d IFPEN : www.ifpenergiesnouvelles.fr/publications/etudes-disponibles IFP Energies nouvelles 1 et 4, avenue de Bois-Préau 92852 Rueil-Malmaison Cedex France Tél. : +33 1 47 52 6 Fax : +33 1 47 52 7 Établissement de Lyon Rond-point de l échangeur de Solaize BP 3 6936 Solaize France Tél. : +33 4 37 7 2 www.ifpenergiesnouvelles.fr